|
УДК 553.98 |
© Коллектив авторов, 1994 |
ПЕРСПЕКТИВЫ ОТКРЫТИЯ НОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ ВО ВНУТРЕННЕЙ ЧАСТИ УМЕТОВСКО-ЛИНЕВСКОЙ ДЕПРЕССИИ
А.А. НОВИКОВ, К.П. АНИСИМОВ, А.С. САБЛИН, Д.И. ЦИМБЕРГ, С.Я. ЧЕРНЫЙ (ПО Нижневолжскнефть)
После открытия в 1975 г. Котовского месторождения нефти во франском рифогенном комплексе девонские карбонатные отложения были определены основными для поисково-разведочных работ в пределах Волгоградского правобережья. Котовский риф, закартированный на западном борту Уметовско-Линевской депрессии, является специфичной структурной формой, в которой наблюдается переход северо-восточной четко выраженной барьерной части рифа в типичный внешний риф. Вследствие указанных особенностей строения его юго-западная часть характеризуется наибольшими мощностями рифового комплекса и наибольшим этажом нефтеносности, достигающим 172 м при мощности рифа 693 м [З]. Это обусловило высокую эффективность поисково-разведочных работ на Котовском рифе, несмотря на низкую разрешающую способность сейсморазведки тех лет при картировании отложений девона и особенно его карбонатного комплекса. В последующие годы благодаря комплексированию сейсморазведки и глубокого бурения, разработке более совершенных программ по обработке сейсмических профилей улучшились результаты картирования франских рифов, хотя задача повышения качества и эффективности сейсморазведки остается актуальной . До 1987 г. поисково-разведочные работы были сосредоточены, в основном, на бортах Уметовско-Линевской депрессии, где им предшествовали достаточно обоснованный научный прогноз поисков рифов барьерного типа и положительные данные сейсморазведки [2]. Наиболее результативными материалами сейсморазведки были карты Dt структуры облекания от елецкого до задонского горизонтов, которые удовлетворительно отражали установленную бурением закономерность наличия структуры облекания над рифами, выраженную в палеоплане сокращенными мощностями отложений верхнего девона и карбона.
Указанные поисковые работы на рифы барьерного типа имели положительный результат. Был открыт ряд месторождений, но эффективность работ оказалась невысокой, поскольку эти месторождения уступали Котовскому не только по площади, а главное по этажу нефтеносности. Поэтому постановка задачи поисков внешних рифов во внутренней части депрессии и ее обоснование имели огромное значение в открытии сравнительно крупных по запасам месторождений нефти [I].
Проведенными целенаправленными поисковыми работами во внутренней части Уметовско-Линевской депрессии в 1987-1993 гг. открыто шесть месторождений нефти: Овражное, Петровское, Демьяновское, Макаровское, Памятное и Сасовское. Овражное и Петровское месторождения приурочены к Овражно-Петровскому линейному рифу северо-восток - юго-западного простирания, расположенному в межфлексурной зоне. Протяженность рифа составляет 8 км при ширине 0,7 - 1 км, а нефтенасыщенная мощность равна 31-36 м. Рифовое тело находит отражение в структуре облекания вплоть до верхнего карбона, где ему соответствует структурный нос. Демьяновское месторождение также связано с линейным рифом, который ориентирован перпендикулярно Овражно-Петровскому и в плане приурочен к мезозойско-каменноугольной инверсионной флексуре (рис. 1). Его размеры 5х0,8-1,5 км. В его пределах намечаются две вершины. Этаж нефтеносности составляет 158 м, и вследствие этого плотность запасов здесь на порядок выше, чем в Овражно-Петровском рифе. Демьяновский риф рассматривается как фрагмент протяженной рифовой зоны, простирание которой контролируется Западно-Линевской мезозойско-каменноугольной инверсионной флексурой и далее северо-западным крылом инверсионной Гуселковско-Котовской мезозойской антиклинали (рис. 2). Особенностью строения рифа является наличие палеоподнятия в структуре облекания до верхнего карбона включительно. Однако приуроченность рифа к инверсионной флексуре обусловило последовательное смещение свода структуры облекания в современном структурном плане в направлении воздымания флексуры. Так, по елецкому горизонту смещение равно 250 м, а по нижнему карбону достигает 400 м.
Наиболее крупные открытия во внутренней части Уметовско-Линевской депрессии приходятся на 1990-1993 гг., когда были получены высокодебитные притоки нефти на Макаровском, Памятном и Сасовском рифах, составляющих единую Памятно-Макаровскую рифовую зону, приуроченную к западно-северо-западному крылу инверсионной Вершининско-Памятной мезозойской антиклинали. Наиболее крупные рифы Памятно-Макаровской зоны - Памятный и Сасовский. Они имеют юго-запад - северо-восточное простирание в отличие от Макаровского, ориентированного с северо-запада на юго-восток. Поэтому вся рифовая зона имеет дугообразную форму, обращенную вогнутой частью на северо-запад. Размеры Памятного рифа 7,5х2,25 км, Сасовского - 5х2,2 км и разведанной части Макаровского - 1,25х1,5 км. По данным сейсморазведки возможно протрассировать его далее на северо-запад еще на 4,5 км при той же ширине рифа - 1,5 км. Описанные рифы осложнены отдельными вершинами. Этаж нефтеносности в пределах указанных рифов изменяется от 234 до 246 м при едином водонефтяном контакте, что позволяет утверждать об открытии крупного по запасам месторождения. Высокая амплитуда рифов и соответственно большая высота залежи (150-250 м), громадные нефтенасыщенные толщины (150-250 м) определяют очень высокую концентрацию запасов на единицу площади (до 2-3 млн т на 1 км2). Высокие коллекторские свойства продуктивной толщи и коэффициенты продуктивности скважин (500-1300 т/с МПа), превышение пластового давления над давлением насыщения нефти газом в 1,6-2,0 раза, жесткий упруговодонапорный режим залежей позволяют разрабатывать залежи нефти на естественном упруговодонапорном режиме без поддержания пластового давления, при этом 70-80% запасов извлекаются фонтанным способом.
В свете полученных результатов франские рифы внутренней части Уметовско-Линевской депрессии рассматриваются в качестве основного объекта поисково-разведочных работ на территории Волгоградского правобережья. Сделанные открытия по существу характеризуют лишь начальную стадию работ в пределах этого весьма перспективного тектонического элемента, где прогнозируется наличие довольно большого количества рифов. Выявленные сейсморазведкой и прогнозируемые внешние рифы Уметовско-Линевской депрессии группируются в довольно протяженные преимущественно линейные зоны. Различают рифы, приуроченные к инверсионным флексурам, а также к межфлексурным зонам. В пределах последних намечаются также рифовые сооружения типа атоллов (см. рис. 1, 2 ).
На открытых месторождениях разрез ниже ВНК пройден всего на 30-42 м. Вскрытая часть франских отложений датируется не ниже воронежского возраста. За пределами месторождений скважины пробурены до терригенного девона. Вскрытый ими разрез отложений свидетельствует, что развитие рифов в средне-позднефранское время имело непрерывно-прерывистый характер. Это нашло отражение в чередовании депрессионных фаций возрастных аналогов рифов и толщ компенсации на участках некомпенсированного прогибания. Таких циклов насчитывается четыре (рудкинско-семилукский, нижнеалатырский, нижневоронежский и евлановско-ливенский) по наличию толщ компенсации, сложенных в основном аргиллитами:
петинской, верхнеалатырской, верхневоронежской, уметовско-линевской. В конце цикла, если рифы погружались ниже уровня абразии, над ними также отлагались осадки толщи компенсации, но, как правило, небольшой мощности. Так, уметовско-линевская толща перекрывает все рифы евлановско-ливенского возраста за исключением района северной части восточного борта депрессии, где нижняя карбонатная пачка задонского горизонта трансгрессивно залегает на ливенской. В сводовой части Памятного рифа мощность уметовско-линевских отложений составляет 3 м, тогда как в смежных прогибах она превышает 200 м. При подобном распространении над рифами нижележащих толщ компенсации открытые месторождения могут оказаться многопластовыми в верхне-среднефранском комплексе отложений.
Дальнейшему повышению эффективности поисково-разведочных работ на франские рифы будет способствовать ряд выявленных закономерностей и поисковых признаков:
приуроченность рифов к инверсионным флексурам и крыльям инверсионных антиклиналей (см. рис. 1 и рис. 3);
раздув мощности органогенных построек рифов и резко сокращенные мощности их возрастных аналогов на участках некомпенсированного прогибания;
зеркальное соотношение мощностей толщ компенсации относительно рифогенных комплексов;
наличие палеоподнятия над рифами в отложениях девона и карбона нередко до касимовского яруса включительно;
наличие структуры облекания над рифами в девоне и раннем карбоне и ее постепенное угасание в среднем и в позднем карбоне. Смещение замка складки в структуре облекания в направлении воздымания флексуры или крыла инверсионной антиклинали:
потеря корреляции сейсмических волн в пределах рифов и улучшение материала на участках развития депрессионных фаций и толщ компенсации;
подтяжка сейсмических границ подстилающих риф комплексов отложений;
наличие преимущественно в крупноамплитудных рифах дизъюнктивных нарушений (грабенов) в их присводовой части.
Проведение поисково-разведочных работ во франских рифах и их освоение позволили стабилизировать добычу нефти по ГПО Нижневолжскнефть и создать реальные перспективы ее роста на территории Волгоградского правобережья в последующие годы в два - три раза.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
The article is dedicated to the Devonian reef structures at Umetovsko-Linev depression of Volgograd right bank. The results of oil prospecting in reefs are regarded, regularities of oil and gas bearing reefs location are revealed. The stripped part of the Frannian deposits is dated not older, then Voronej age. Out the fields limits wells are drilled to terrigenous Devonian. The stripped sequence shows, that reefs development at the Middle-Upper Frannian age had continuous-intermittent character. It was reflected in alternation of depressional fades, which are coeval to reefs, and compensation formations at the areas of non-compensate warping. There are four cycles (rudkinsko-semilukskjy, nijnealatyrskiy, nijnevoronejskiy and evianovsko-livenskiy), which are marked by presence of compensation formations, consisting mainly of argillites: petinsk, verkhnealatyr, verkhnevoronej, umetovsko-linev. At the end of the cycle, if the reefs subsided lower the abrasion level, compensation formations accumulated over them too, but they usually were of small thickness. Thus, ymetovsk-linev formation overlap all the reefs of evianovsko-liven age, excluding the region at the northern part of the depression eastern bord, where the lower carbonaceous bench of zadonsk horizont lays at the liven one in a transgrassive way.
A row of revealed regularities and prospecting signs will contribute to increasing of prospecting works ef-fecflvness, aimed at the Devonian reefs search:
1. reefs location at inversion flexure and at wings of inversion anticlines;
2. thickness increasing at the areas of reefs organic structures development and sharply reduced thickness of their age analogues at the places of non-compensated subsidence;
3. miror correlation of compensation formations thickness and reef complexes thickness;
4. paleo-uplift occurence over reefs in the Devonian and Carbonaceous deposits;
5. envelop structure occurence over reefs in the Devonian and Lower Carboniferous and its gradual fading in the Middle and Upper Carboniferous. Displacement of keystone in the envelop structure in the direction of flexure bulging up or inversional anticline wing.;
6. Disjunctions (grabens) occurence at the dome part of reefs (mainly the large-amplitude ones).
Рис. 1. Структурная карта Демьяновско-Макаровской зоны развития франских рифов.
1 - пробуренные скважины; 2 - скважины продуктивные; 3 – изогипсы кровли ливенского горизонта; 4 - водонефтяной контакт; 5 - месторождения нефти и газоконденсата (1 - Макаровское, 2 - Сасовское, 3 - Памятное, 4 - Демышовское, 5 - Петровское, 6 - Овражное, 7 - Добринское, 8 - Алешниковское); 6 -рифы, выявленные сейсморазведкой и прогнозируемые.
Рис. 2. Карта перспектив нефтегазоносности северной части Уметовско-Линевской депрессии.
1 - скважины, 2 – изогипсы кровли ливенского горизонта, 3 - выявленные и прогнозируемые объекты, 4 - месторождения (1 - Жирновское, 2 - Западно-Линевское, 3 - Добринское, 4 - Алешниковское, 5 -Макаровское, 6 - Сасовское, 7 - Памятное, 8 - Демьяновское, 9 - Петровское, 10 - Овражное, 11 – Нижне-Добринское, 12 - Бурлукское, 13 - Дорошевское, 14 - Тарасовское, 15 - Мирошниковское, 16 - Голубковское, 17 - Котовское, 18 - Ново-Коробковское)
Рис. 3. Геологический профиль через Макаровское и Алешниковское месторождения
1 - залежь нефти, 2 - залежь газоконденсата, 3 - карбонатные рифогенные отложения